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Petrobras, Shell y Senai CIMATEC construirán el mayor complejo para investigación y desarrollo del Pre-Sal

Petrobras, Shell y Senai CIMATEC construirán el mayor complejo para investigación y desarrollo del Pre-Sal

Petrobras, Shell y Senai CIMATEC construirán el mayor complejo para investigación y desarrollo del Pre-Sal 1920 1280 GNL GLOBAL

Petrobras, Shell y Senai CIMATEC celebran, en asociación, la construcción del Laboratorio de Desarrollo de Producción (LDP), el mayor complejo para investigación y desarrollo para pre-sal.

En un comunicado, Petrobras dijo que el LDP permitirá condiciones operativas seguras similares al pre-sal brasileño para pruebas de sistemas integrados. Agregando «La ventaja es evaluar el rendimiento de los nuevos equipos antes de que se utilicen en el campo»

Con una inversión de alrededor de R $ 254 millones de reales (aproximadamente 50 millones de dólares), la construcción del LDP cumplirá con los estándares internacionales para la calificación y especificaciones técnicas del mercado, dijo Petrobras.

Foto: Valter Pontes/Coperphoto/Sistema FIEB

El proyecto está siendo financiado con recursos procedentes de la cláusula de Investigación Desarrollo e Innovación de la Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles (ANP).

“La creación de un laboratorio que pueda simular las condiciones extremas del pre-sal es importante para el desarrollo de tecnologías que puedan hacer que la exploración y la producción sean más seguras y eficientes. El desarrollo de nuevas tecnologías es un factor importante en la estrategia de Petrobras de reducir las emisiones de sus operaciones y el Laboratorio de Desarrollo de la Producción cumple su papel dentro de esta estrategia”, afirmó Maiza Goulart, gerente ejecutiva del Centro de Investigación de Petrobras (Cenpes), destacando la asociación con Shell. “El trabajo conjunto con las otras empresas de energía es una forma de acelerar el logro de nuestros

“La creación de esta infraestructura es un hito en la asociación con Shell y Petrobras. El LDP permitirá avanzar, de forma rápida y confiable, en el desarrollo de nuevas tecnologías en el área de pozos, permitiendo probar equipos y sistemas que hoy no se pueden realizar en Brasil. Además, el LDP puede ser un vector para fortalecer la investigación y la innovación nacional, a través de acciones de I + D ”, comentó Olivier Wambersie, gerente general de Innovación y Tecnología de Shell.

Además de la infraestructura, el LDP contará con un equipo técnico multidisciplinar de maestros y doctores con dominio en modelado y análisis de confiabilidad, ingeniería avanzada y especializada en simulaciones computacionales, materiales y examen de fallas y procesos.

Las pruebas permitirán que toda la cadena de la industria del petróleo y el gas se beneficie: submarino, ‘Topsides’ (parte de la plataforma petrolera offshore que se encuentra por encima de la línea de agua), operaciones de producción, elevación y escorrentía del petróleo del fondo del mar y procesamiento.

“El LDP será fundamental para el desarrollo de soluciones bajas en carbono en la industria brasileña. Con el fortalecimiento del ecosistema de educación, ciencia, tecnología, innovación y negocios de SENAI CIMATEC, aumentaremos nuestra capacidad de apoyar a la industria nacional y global, contribuyendo a un futuro más sostenible y tecnológicamente avanzado ”, comentó Ricardo Alban, presidente de la Federación de Industrias del Estado de Bahía (FIEB).

El laboratorio se está construyendo dentro del Senai CIMATEC Park, ubicado en el Polo Petroquímico de Camaçari (BA).

Se prevé que el laboratorio comience a operar en 2024, dijo Petrobras.

(Tipo de cambio R$1 = US$ 0,20)

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PFLNG DUA Petronas 15.02.2021

Baker Hughes suministrará equipos para el proyecto Sabah LNG de Petronas

Baker Hughes suministrará equipos para el proyecto Sabah LNG de Petronas 800 553 GNL GLOBAL

Baker Hughes, empresa de tecnología energética, anunció este miércoles que Black & Veatch, un subcontratista del consorcio JGC y Samsung Heavy Industries, le había adjudicado un pedido que se reservará en el primer trimestre de 2023 para entregar dos trenes compresores impulsados por la turbina LM9000 para la instalación de gas natural licuado (GNL) de PETRONAS en Sabah, Malasia.

Baker Hughes dijo en un comunicado que proporcionará dos trenes compresores de 1 millón de toneladas por año (MTPA) cada uno, alimentados por la turbina LM9000. El contrato también incluye un pedido de repuestos.

Alberto Matucci, vicepresidente de Gas Technology Equipment of Industrial y tecnología energética en Baker Hughes dijo “La eficiencia energética representa la mayor oportunidad inmediata para que la industria reduzca su huella de carbono, y la LM9000 es un gran ejemplo de tecnología fácilmente disponible que puede aumentar la eficiencia y reducir las emisiones al instante”.

Baker Hughes dijo que la turbina LM9000 era la turbina de gas aeroderivada más potente y eficiente de su clase, más de 65 megavatios (MW), con una eficiencia de ciclo simple del 44 % y una potencia de salida un 15 % superior en comparación con sus pares de la industria.

En su comunicado, la empresa destacó que la eficiencia era clave para impulsar una menor intensidad de carbono y, combinada con objetivos de emisiones de óxidos de nitrógeno (NOx) más bajos (15 ppm en condiciones secas, un 40 % menos que la tecnología de la competencia) hacia que fuese una solución más respetuosa con el medio ambiente.

Su paquete compacto y modular permite una instalación rápida y costos más bajos que las unidades montadas en el campo. Ideal para requisitos de espacio estrictos (por ejemplo, en alta mar), la turbina LM9000 está diseñada para facilitar la inspección y el mantenimiento basado en la condición, lo que brinda alta confiabilidad y capacidad de mantenimiento.

«Gracias a la flexibilidad de la unidad de turbina de gas, LM9000 se puede aplicar en la generación de energía para impulsar el suministro de electricidad baja en carbono a las plantas de energía y redes eléctricas del mundo» dijo compañía.

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Temperaturas invernales 2022-2023 John Kemp, Columnista de Reuters. https://fingfx.thomsonreuters.com/gfx/ce/zgpobjxnqvd/NORTHERN%20HEMISPHERE%20TEMPERATURES%20WINTER%202022-23.pdf

Kemp: Europa fue extraordinariamente afortunada con el clima invernal

Kemp: Europa fue extraordinariamente afortunada con el clima invernal 1556 1144 GNL GLOBAL

Europa fue doblemente afortunada con el clima este invierno. Todo el hemisferio norte estuvo más cálido de lo normal, pero la mayor anomalía se concentró en la región, lo que ayudó a reducir el consumo y los precios del gas, afirmó John Kemp, analista y columnista de Reuters.

Kemp destacó que las temperaturas en el hemisferio norte fueron +2,02 °C más altas que el promedio a largo plazo (1901-2000) entre octubre y marzo.

Asimismo, según los datos recopilados por los Centros Nacionales de Información Ambiental (NCEI) de EE. UU., e indicados por Kemp, este fue el quinto invierno más cálido registrado para el hemisferio en su conjunto.

Los meses de octubre y enero fueron los más cálidos registrados; Noviembre fue el cuarto más caluroso; y diciembre el octavo más cálido.

De hecho, las temperaturas de Europa estuvieron +2,42 °C por encima del promedio a largo plazo, lo que lo convirtió en el segundo invierno más cálido jamás registrado en la zona.

Chartbook: Temperaturas invernales 2022-2023

Imagen: Temperaturas invernales 2022-2023 John Kemp, Columnista de Reuters. https://fingfx.thomsonreuters.com/gfx/ce/zgpobjxnqvd/NORTHERN%20HEMISPHERE%20TEMPERATURES%20WINTER%202022-23.pdf

Por el contrario a Europa, Kemp dijo que las temperaturas invernales de Asia fueron +2,07 °C más cálidas durante los seis meses en su conjunto y las temperaturas de América del Norte estuvieron solo +1,23 °C por encima del promedio estacional a largo plazo.

En las últimas décadas, las temperaturas han tenido una tendencia al alza en todo el hemisferio, pero el impacto ha sido especialmente pronunciado en toda la masa continental de Eurasia.

Ante la presión sobre los suministros de gas y electricidad tras la invasión rusa de Ucrania, el consumo de gas y electricidad de Europa se vio suprimido en gran parte por el clima cálido, lo que ayudó a estirar los inventarios de gas y evitar la escasez.

Kemp advierte que el año que viene puede que Europa no tenga tanta suerte.

Estadísticamente, la región debe esperar que el próximo invierno sea más frío, lo que significa que probablemente usará más gas con más presión sobre los inventarios y los suministros.

Los responsables políticos, las empresas y los hogares de Europa fueron extraordinariamente afortunados este invierno; eso no debería volverlos complacientes con el invierno 2023/24, concluyó.

Fuente: John Kemp, analista de mercado de Reuters | Columnista de Reuters

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Fotografía cortesía de LNG Croatia

Croacia ofrecerá capacidad de regasificación adicional en 2025

Croacia ofrecerá capacidad de regasificación adicional en 2025 1640 1034 GNL GLOBAL

LNG Croatia, el operador de la terminal de gas natural licuado (GNL) en la isla de Krk, Croacia, ofrecerá capacidad de regasificación adicional a partir de octubre de 2025.

LNG Croatia, operador de la terminal de Croacia, y el grupo tecnológico Wärtsilä Gas Solutions Norway AS, firmaron la semana pasada un contrato para entregar un módulo de regasificación adicional con una capacidad máxima de 250.000 metros cúbicos por hora, por un valor de 22,97 millones de euros, dijo el operador en un comunicado.

Fotografía cortesía de LNG Croatia

La producción del módulo de regasificación llevará 22 meses, y su instalación en el buque de la unidad de regasificación de almacenamiento flotante (FSRU) existente, LNG Croatia, se llevará a cabo durante el verano de 2025, lo que permitirá a la empresa aumentar la capacidad de la terminal a 6,1 mil millones de metros cúbicos de gas por año desde los actuales 2,9 mil millones de metros cúbicos.

La realización de esta inversión sigue la Decisión del Gobierno de la República de Croacia del 18 de agosto de 2022 de aumentar la seguridad del suministro de gas mediante la construcción del gasoducto Zlobin – Bosiljevo y la ampliación de la capacidad de la Terminal de GNL a 6.100 millones cúbicos metros de gas al año.

A la firma del contrato asistió el Ministro de Economía y Desarrollo Sostenible, Davor Filipović, quien señaló que al ampliar la capacidad de la Terminal de GNL, se fortalece la red de gasoductos y Croacia avanza en la dirección de convertirse en el centro energético de esta parte de Europa.

«Después de instalar el módulo en el buque FSRU LNG Croatia y la construcción del gasoducto Zlobin – Bosiljevo, las capacidades adicionales estarán disponibles y se ofrecerán al mercado a partir del 1 de octubre de 2025, desde el comienzo del año del gas 2025/2026», dijo el operador en su comunicado.

La terminal flotante de GNL en la isla de Krk comenzó a operar en enero de 2021. Suministra gas natural a la red de transmisión nacional croata, que está conectada a otros estados miembros de la UE, Eslovenia, Italia y Hungría, así como a los países no miembros de la UE, Serbia y Montenegro.

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Exportaciones de GNL en EE. UU.

DOE: Exportaciones de GNL de EE. UU. de febrero 2023 aumentan 3% interanual pero caen 3,2% con respecto a enero

DOE: Exportaciones de GNL de EE. UU. de febrero 2023 aumentan 3% interanual pero caen 3,2% con respecto a enero 1180 702 GNL GLOBAL

De acuerdo con el reporte mensual de gas natural licuado (GNL), publicado esta semana por el Departamento de Energía de los EE. UU. (DOE), las exportaciones de GNL estadounidense en febrero 2023 alcanzaron unos 326 mil millones de pies cúbicos (Bcf) (cerca de 6,8 millones de toneladas de GNL) un aumento de un 3% con respecto a febrero 2022, aunque registra una disminución de un 3,2% con respecto a enero 2023 (ver gráfico).

Exportaciones por región

Europa continuó siendo el principal destino de los cargamentos de GNL estadounidense.

Las exportaciones de GNL de EE. UU. a Europa aumentaron en un 12,2% interanual en febrero y un 5,8% con respecto a enero 2023.

Según las cifras del reporte, el 63,0% de las exportaciones totales de GNL de EE. UU. en febrero 2023 fue enviado a 5 países: Reino Unido (71,7 Bcf), Francia (39,5 Bcf), Países Bajos (39,3 Bcf) y España (32,1 Bcf) y Corea del Sur (22,7 Bcf).

Contrario a Europa, los envíos de GNL a Asia en febrero disminuyeron 6,3% con respecto a febrero 2022 y un 21,3% con respecto a enero 2023.

Asimismo, los envíos a América Latina y el Caribe se desplomaron en un 57,7% con respecto a febrero 2022 y en 55% con respecto a enero 2023.

Durante el mes en revisión, las 7 instalaciones de exportación de GNL registraron un total de 100 cargamentos de GNL enviados, esto es dos cargamentos por debajo al mes de enero 2023, aunque representa tres cargamentos más con respecto al número exportado en febrero del año pasado.

La planta Sabine Pass en febrero envió un total de 34 cargamentos, seguida de la planta Cameron LNG con 33, Corpus Christi 18, Cove Point 6, Freeport LNG 6, y Elba Island 3.

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Proyecto alemán de GNL selecciona a Técnicas Reunidas para contrato EPC

Proyecto alemán de GNL selecciona a Técnicas Reunidas para contrato EPC

Proyecto alemán de GNL selecciona a Técnicas Reunidas para contrato EPC 1920 1154 GNL GLOBAL

Un proyecto privado para construir una terminal terrestre en tierra para la importación de gases licuados en el puerto del río Elba de Alemania en Baja Sajonia identificó a su empresa de ingeniería, adquisiciones y construcción (EPC), dijo el martes.

Se eligió un consorcio liderado por el operador español Técnicas Reunidas para proporcionar la infraestructura, en pasos preliminares para acelerar el proyecto, dijo Hanseatic Energy Hub en un comunicado de prensa.

La decisión final de inversión para el proyecto de 1.000 millones de euros (1.100 millones de dólares) con una capacidad de 13.300 millones de metros cúbicos de gas por año se espera para el verano, dijo.

Imagen cortesía de Hanseatic Energy Hub

HEH tiene la intención de ayudar a asegurar el suministro de GNL y gases verdes de Alemania a partir de 2027, ya que el país se libera de las importaciones de gas fósil de Rusia en el pasado.

HEH se preparará simultáneamente para el aumento del mercado del hidrógeno limpio, junto con otros tres centros emergentes de GNL en Alemania.

Está respaldado por el grupo belga de redes de transporte de gas Fluxys, la empresa de inversión suiza Partners Group, el grupo logístico alemán Buss y la empresa química Dow.

Otros socios del consorcio son el Grupo FCC y Entrade GmbH, mientras que ENKA, una subsidiaria del Grupo ENKA turco que ya está activo cerca de Stade, proporcionará el montaje electromecánico.

El centro estaría equipado para importar GNL, así como bio-GNL y gas natural sintético y diseñado de tal manera que permita la conversión a amoníaco como fuente de energía basada en hidrógeno.

Stade se encuentra tierra adentro, a 45 km al oeste de Hamburgo, en el estado de Baja Sajonia.

El importador alemán controlado por el estado Sefe aseguró en enero 4 bcm de capacidad potencial anual de manejo de GNL en Stade a partir de 2027 y la empresa de servicios públicos EnBW también se comprometió como un importante comprador futuro. ($1 = 0,9122 euros)

Fuente: Reuters

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Petrobras

Petrobras reducirá precios del gas natural a partir del 1 de mayo

Petrobras reducirá precios del gas natural a partir del 1 de mayo 657 342 GNL GLOBAL

La estatal petrolera de Brasil, Petrobras anunció este lunes que reducirá los precios del gas natural a partir del 1 de mayo.

En un comunicado, Petrobras dijo que, de acuerdo con los contratos acordados por la Compañía con los distribuidores, los precios de venta actualizados de gas natural tendrán una reducción promedio del 8,1% en R$/m3, en relación con el trimestre de febrero-marzo-abril, teniendo en cuenta la variación en el precio de la molécula y su transporte a través de tuberías.

Según indicó la petrolera, los contratos con los distribuidores prevén actualizaciones trimestrales de la parte del precio relacionada con la molécula de gas y vinculan esta variación con las oscilaciones del petróleo Brent y el tipo de cambio.

Durante el trimestre de referencia, el petróleo tuvo una caída de alrededor del 8,7 % y el tipo de cambio se apreció alrededor del 1,1 %. La parte del precio relacionada con el transporte de gas se actualiza anualmente en mayo, vinculada a la variación del IGP-M, y se actualizará aproximadamente un 0,2 % a partir de mayo de 2023.

Con esta actualización, el precio del gas natural vendido por Petrobras a los distribuidores acumulará una reducción de aproximadamente el 19 % en el año.

Petrobras señaló que el precio final del gas natural para el consumidor está determinado no solo por el precio de venta de la Compañía, sino también por la cartera de suministros de cada distribuidor, así como por sus márgenes (y, en el caso de los vehículos todo gas natural – las estaciones de reventa) y por los impuestos federales y estatales.

Además, las tarifas al consumidor son aprobadas por las agencias reguladoras estatales, de acuerdo con la legislación y las regulaciones específicas. La Compañía señala que la actualización anunciada para el 01/05/23 no se refiere al precio del GLP (gas de cocina), embotellado o vendido a granel.

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Mitsui acuerda colaboración estratégica con ADNOC, Jogmec e Inpex para verificar las emisiones de proyecto de amoníaco

Mitsui acuerda colaboración estratégica con ADNOC, Jogmec e Inpex para verificar las emisiones de proyecto de amoníaco

Mitsui acuerda colaboración estratégica con ADNOC, Jogmec e Inpex para verificar las emisiones de proyecto de amoníaco 1000 588 GNL GLOBAL

Mitsui & Co., Ltd. anunció este martes la firma de un acuerdo de colaboración estratégica con ADNOC, la Organización Japonesa para Metals and Energy Security (JOGMEC) e INPEX CORPORATION (INPEX) para realizar un estudio conjunto para verificar las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) de un proyecto de amoníaco limpio en los Emiratos Árabes Unidos.

El acuerdo se firmó en presencia de Yasutoshi Nishimura, Ministro de Economía, Comercio e Industria de Japón, y Su Excelencia el Dr. Sultan Ahmed Al Jaber, Ministro de Industria y Tecnología Avanzada de los Emiratos Árabes Unidos y Director Gerente y CEO del Grupo ADNOC, e Ichiro Takahara, el Presidente y CEO de JOGMEC, en una reunión bilateral celebrada en la Reunión de Ministros del G7 de 2023 sobre Clima, Energía y Medio Ambiente el 16 de abril.

Fotografía cortesia de Mitsui

El Estudio examinará los métodos de cálculo y medición de las emisiones de GEI y la intensidad de carbono para la captura y almacenamiento de CO2 emitido por los procesos de producción del Proyecto en los Emiratos Árabes Unidos.

Mitsui acordó participar en el Proyecto liderado por ADNOC el año pasado, con el objetivo de contribuir a futuras exportaciones de amoníaco limpio a Japón y la descarbonización de la energía eléctrica del país, mediante la verificación de métodos de reducción de CO2 y volúmenes de reducción.

Además, el apoyo técnico de JOGMEC durante el Estudio se implementará como parte del programa de asistencia financiera de JOGMEC para hidrógeno, incluido el amoníaco.

Mitsui considerará utilizar el programa de asistencia financiera de JOGMEC para proyectos de producción de amoníaco limpio en los Emiratos Árabes Unidos en el futuro.

La empresa japonesa se ha fijado el objetivo de lograr emisiones netas cero para 2050 y tiene como objetivo reducir a la mitad su impacto de GEI para 2030 en comparación con el nivel del año fiscal que finalizó en marzo de 2020. Además, Mitsui contribuirá a la realización de una sociedad neutral en carbono a través de el Proyecto y otras iniciativas de reducción de GEI.

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El gas natural en la transición hacia economías bajas en carbono: El caso de América Latina y el Caribe

El gas natural en la transición hacia economías bajas en carbono: El caso de América Latina y el Caribe

El gas natural en la transición hacia economías bajas en carbono: El caso de América Latina y el Caribe 1762 1240 GNL GLOBAL

ARPEL, la Unión Internacional del Gas (UGI) y la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) publicaron ese lunes el documento: “El gas natural en la transición hacia economías bajas en carbono: el caso de América Latina y el Caribe”

De acuerdo con las organizaciones, el documento, crítico en un momento vital, brinda un enfoque estratégico sobre el papel y los impulsores críticos para el desarrollo del gas natural hoy en día en la transición energética en el contexto específico de América Latina y el Caribe.

El informe incluye un análisis de escenarios de gas natural; un panorama de la situación socioeconómica, energética y de emisiones de GEI (gases de efecto invernadero) en la región; los impulsores clave del desarrollo del gas natural y los gases de bajo carbono y presenta las perspectivas de cada país de la Región.

«Transformar el sector energético a la escala y el ritmo necesarios es una tarea hercúlea, a la que deben contribuir todos los actores del panorama energético, al tiempo que se reconoce que la transición requerirá diferentes caminos y opciones para diferentes condiciones: una serie de «transiciones» en lugar de un secuencia lineal única de eventos» indicó el documento.

Temas que destacamos del documento:

Argentina: Vaca Muerta, en la cuenca de Neuquén en Argentina, es un reservorio masivo no convencional que se está desarrollando con éxito y que ha atraído US$20.000 millones en inversiones y tiene el potencial de convertir a Argentina en el próximo país exportador de GNL.

Brasil muestra oportunidades en la región presalina,

Colombia ha demostrado el papel positivo de una fuerte penetración de gas y tiene una excelente promesa en sus recientes descubrimientos en alta mar, mientras que

Guyana y Surinam son las dos estrellas en ascenso de la industria del petróleo y el gas debido a descubrimientos masivos. que se han realizado en alta mar, abriendo la oportunidad para impulsar dramáticamente sus economías.

Rol del gas natural licuado (GNL)

  • El GNL está llamado a jugar un papel cada vez más relevante en el mercado mundial del gas y en la región. A fines de 2022, había 22 terminales receptoras de GNL y 11 países importadores en América Latina y el Caribe.
  • La infraestructura de GNL se ha desarrollado con relativa rapidez en la región, principalmente en los últimos 15 años, y hay perspectivas para la construcción de terminales en curso, en su mayoría FSRU flexibles.
  • Cuantas más terminales se construyan en la región y en el mundo, más líquido se vuelve el mercado, abriendo oportunidades de negocios. La integración regional no es solo una cuestión de gasoductos, sino también de GNL, que brinda una gran flexibilidad y mitiga los riesgos de inversión.

Sobre el gas en el sector eléctrico y el GNL

  • El gas natural es la fuente dominante de energía para la generación de energía solo en unos pocos países como Argentina, Bolivia, Trinidad y Tobago y México.
  • El gas natural y el GNL ayudan a brindar flexibilidad al suministro de energía, respaldando el desarrollo de la energía hidroeléctrica y las fuentes de energía renovable intermitente.
  • El caso de países como Brasil, donde el GNL fue clave durante la última sequía severa en 2021 y ayudó al país a evitar las medidas de deslastre de carga; o en Colombia donde brinda respaldo a la volatilidad hidrológica causada principalmente por fenómenos climáticos recurrentes de El Niño.
  • Los proyectos de conversión de GNL en energía se han desarrollado con éxito en la República Dominicana, Panamá, El Salvador y Jamaica.

Como combustible marino:

  • El GNL puede reducir las emisiones de GEI en más de un 20 % en buques búnker a corto plazo con una tecnología madura y segura que puede allanar el camino hacia el cero neto.
  • La posición estratégica del Canal de Panamá y la creciente infraestructura de GNL son dos factores críticos para el éxito. Si bien no se ha avanzado mucho hasta la fecha, una exitosa experiencia de envío de GNL en el Río de la Plata.

Sobre Integración Regional y el GNL

  • El GNL también jugará un papel clave en la integración regional del gas y la seguridad energética, ya que podría proporcionar la flexibilidad que las tuberías no pueden o donde no lo son factible de construir, como en las islas del Caribe.
  • El GNL, y principalmente el uso de las unidades flotantes de almacenamiento y regasificación, (FSRU), ofrecen una gran flexibilidad. Sirven como respaldo para el sector eléctrico y también para la reducción de picos estacionales, como en Argentina, donde la demanda máxima de invierno está cubierta.

Para acceder al documento completo, visita https://www.igu.org/resources/natural-gas-in-the-transition-to-low-carbon-economies/

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Futuros de gas en EE. UU. aumentan 7,6% tras pronósticos de clima

Futuros de gas en EE. UU. aumentan 7,6% tras pronósticos de clima más frío

Futuros de gas en EE. UU. aumentan 7,6% tras pronósticos de clima más frío 1536 910 GNL GLOBAL

Los precios del gas natural en los contratos futuros en el Henry Hub, el marcador de referencia del precio del gas natural en EE. UU., aumentaron al cierre de este lunes, debido a un pronóstico meteorológico más frío de lo esperado.

Los futuros de gas en el Henry Hub cerraron la jornada del día lunes a 2,275 USD/MMBtu, un salto de 7,6% con respecto los 2,114 USD/MMBtu liquidados el viernes.

Los pronósticos meteorológicos para el fin de semana indicaron un segundo período consecutivo de fuerte demanda de gas natural.

Adicionalmente a lo anterior, también se estima que la demanda de gas de las plantas de exportación de gas natural licuado (GNL) en EE. UU. alcanzará niveles récord, lo que podría reversar la tendencia.

Los futuros del gas natural en EE. UU. han mostrado una tendencia bajista desde agosto de 2022, que prácticamente se ha mantenido también este año. Esta disminución ha sido principalmente atribuida, por una parte, a la reducción en la demanda doméstica, debido a temperaturas más templadas que el promedio para la época de calefacción y, por el otro, a un aumento en la producción interna.

La Administración de la Información de Energía de EE. UU. (EIA) dijo recientemente en un informe que las temperaturas templadas del invierno y la reducción del consumo de gas natural en los sectores residencial y comercial redujeron el consumo general de gas natural en los EE. UU. en enero y febrero pasados.

Contrariamente, la producción de gas natural en EE. UU. aumentó un 5,5 %, o 5.200 millones de pies cúbicos por día (Bcf/d) durante la temporada de calefacción 2022-23, en comparación con la temporada de calefacción 2021–22.

Según los datos de S&P Global Commodity Insights, indicados por la EIA, el aumento de la producción de gas natural compensó con creces los aumentos en el consumo de gas natural durante la temporada de calefacción 2022-23, lo que también resultó en retiros inferiores a los normales del almacenamiento de gas natural en funcionamiento en EE. UU.

Aún cuando la demanda de gas de alimentación ha alcanzado niveles récord, la disminución de la demanda interna, combinado con el aumento en el almacenamiento y la producción han mantenido la tendencia a la baja en los precios.

Sin embargo, analistas han dicho que un aumento de la demanda de gas de alimentación de GNL podría conducir a aumentos de precios en las próximas semanas.

De acuerdo con cifras recientes, el gas de alimentación de GNL como porcentaje de la producción de gas de EE. UU. está alcanzando cerca del 15 % de la demanda total de gas de EE. UU., un nuevo récord gracias al regreso de Freeport LNG.

Se cree que a medida que la demanda de alimentación siga aumentando los precios del gas natural en EE. UU. respondan revirtiendo la tendencia bajista.

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AN./GG

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